TEMAº2 PERFORACION IISELECCIÓN Y PROGRAMA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

INTRODUCCIÓNUno de los aspectos más importantes en el diseño de un pozo es la selección del fluido de perforación. parte de los problemas que ocurren durante la perforación de los pozos están relacionadas directa o indirectamente con el tipo y las propiedades de di-cho fluido. Entre otros, se encuentran las pérdidas de circulación, los brotes, resistencias y atrapamientos de sarta por inestabilidad de la formación, pegaduras por presión diferencial, bajos ritmos de penetración, y daño a la formación productora.SELECCIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIONLa selección del fluido de perforación es muchas veces un conflicto entre las opciones disponibles. Los siguientes criterios se deben considerar antes de determinar qué tipo de sistema de lodos puede ser utilizado.Tipo de pozo.-Utilizar la información de los pozos de referencia en caso de estar disponible, para identificar cualquier problema experimentado con sistemas de lodos anteriores.Consideraciones ambientales.-La legislación local podría prohibir ciertos tipos de lodos o, en el caso de lodos base aceite, podría requerir el uso de contención de recortes.Requerimientos de Control de Pozos.-El sistema de lodo debe tener la capacidad de ser densificado hasta el máximo requerido para controlar la presión de formación.Estabilidad del agujero.- Inestabilidad química debido a lutitas reactivas que requieren un sistema de lodo inhibido o a formaciones solubles en agua como la sal y la anhidrita e inestabilidad mecánica por esfuerzo inducido que requiere control con peso del lodo. Condiciones de temperatura y estabilidad química del lodo.-El sistema debe ser químicamente estable a la temperatura de fondo máxima esperada.Desempeño de perforación.-El sistema debe proveer una geología máxima para optimizar la velocidad de perforación.El sistema deberá reducir el daño de formación al perforar las secciones del yacimiento. Costo.-Necesita ser balanceado con los beneficios esperados y el desempeño.

La selección del fluido de perforación debe hacerse de acuerdo a las condiciones y problemáticas específicas del campo a perforar. Cada etapa del programa se debe analizar detalladamente. Los problemas registrados en los pozos vecinos dan indicios de las áreas de oportunidad que se deben enfocar a fin deoptimizar el programa de fluidos. La información que debe recabarse durante el proceso de selección del fluido de perforación, se refiere a las presiones de poro y fractura, antecedentes de pérdidas de circulación o de brotes, litología (presencia de lutitas hidratables, intercalaciones de sal, etc.), temperatura, y presencia de fluidos contaminantes (agua salada, C02 y H2S).

INESTABILIDAD DEL AGUJERODe las rocas que son penetradas durante la perforación de un pozo, la más susceptible de inestabilidad es la lutita. Las arenas no consolidadas encontradas a profundidades someras, pueden ser erosionadas por el fluido de perforación en flujo turbulento. Tanto las areniscas como los carbonates pueden ser inestables cuando están sujetas a esfuerzos tectónicos o cuando la presión hidrostática del fluido de perforación es menor que la presión de los fluidos contenidos en las rocas, particularmente cuando la permeabilidad es baja. Los problemas con la lutita se magnifican por la extraordinaria manera en que esta roca se afecta cuando se moja con agua. Los principales síntomas de inestabilidad son incrementos en el torque, arrastre, dificultad para hacer conexión, derrumbes y descalibre del agujero.Las lutitas están presentes en más del 75% de las formaciones perforadas y causan más del 90% de los problemas de inestabilidad. Esencialmente son rocas que contienen diferentes minerales, tales como cuarzo, feldespato, dolomita, calcita, que son considerados básicamente inertes y no son afectados por la química del fluido de perforación, que pueden absorber agua cuando se exponen a los fluidos de perforación. Es la porción la que causa los diferentes grados de inestabilidad.Estructura general de las arcillasLos componentes principales de las arcillas son la Sílica (Si02) y la Alúmina (Al203). Estas moléculas forman dos unidades fundamentales MECANISMOS DE INESTABILIDAD DE LAS ARCILLASHidratación e intercambio catiónico.- Las arcillas están compuestas por capas de Óxido de Sílice (Si02) y Óxido de Aluminio (Al203), las cuales poseen cargas electroquímicas negativas. Las moléculas polares como el agua, fácilmente se absorben en dichos sitios y producen esfuerzos internos que dan por resultado el hinchamiento. Dos tipos de reacción iónica pueden ocurrir donde se involucran estas cargas:HIDRATACIÓN

Las moléculas de agua están parcialmente cargadas.

Las cargas positivas en las moléculas de agua tratarán de unirse a las cargas negativas de las arcillas. La hidratación es la fuente de la mayoría de los problemas de perforación asociados con las arcillas. En el proceso de hidratación, las cargas positivas de los átomos de hidrógeno de la molécula de agua se adhieren a las

superficies de las arcillas. Esta adherencia del hidrógeno forma una capa de agua en la superficie de la arcilla. A medida que las arcillas se dispersan en el fluido, más agua se les adhiere, formando un colchón de agua que evita

que las placas se vuelvan a juntar. La conversión del agua libre a agua adherida hace que el fluido se vuelva más viscoso.

Intercambio catiónico.-Hace que sean intercambiados más fácilmente por los iones positivos del agua que en otros tipos de arcilla. Este fenómeno puede ser rápido si la arcilla está deshidratada (arcillas de Oligoceno) y se hace lento (días o meses) si es menos sensible (arcilla calcica, ilita, etcétera).Adsorción osmótica.-La osmosis es el flujo de solvente (agua) desde una solución, conteniendo una menor concentración de soluto hacia una de mayor concentración, a través de una membrana que es permeable al solvente pero no al soluto.Falta de densidad del fluido de perforación.-Cuando la presión del fluido de perforación es menor que la presión de los fluidos dentro de los poros de la roca que se está perforando, la presión diferencial hacia el agujero tiende a inducir que caigan frag-mentos de roca dentro del agujero, formando cavernas en la pared.

Esta formación de cavernas es más probable de ocurrir cuando la roca es relativamente impermeable. Cuando la roca es relativamente permeable es más probable que se presente un brote o un flujo del pozo.

Fuerzas tectónicas.-Las fuerzas tectónicas resultan de esfuerzos impuestos en un estrato dado mediante la deformación de la corteza de la tierra. Tal deformación es comúnmente descrita como plegamientos y fallas, es un resultado normal de la formación de montañas.Estabilización de la lutita.- Los trabajos acerca de la estabilidad de las arcillas enfatizan el uso de fluidos inhibidos para perforar las lutitas problemáticas. La idea es preservar la lutita en su estado original para prevenir su desintegración y derrumbe dentro del agujero.Fluidos conteniendo cloruro de sodio o potasio en la fase acuosa o sistemas compuestos con agua de mar son llamados fluidos salados y su mantenimiento es diferente de los fluidos inhibidos de agua dulce formulados con hidroxilo de calcio (cal) o sulfato de calcio (yeso).Fluidos de sal/polímeros.-Los fluidos de perforación inhibidos son preparados agregando productos químicos a la fase acuosa para prevenir o retardar la hidratación y dispersión subsecuente de las arcillas sensibles. Los productos químicos pueden ser sales como cloruro de sodio y cloruro de potasio. Éstas tienden a disminuir la hidratación.Fluidos calcicos (cal o yeso).-Los dos sistemas básicos tratados con calcio son los fluidos calcicos y de yeso. Los nombres in-dican la fuente del ion soluble de calcio. Esto ayuda a prevenir el hinchamiento por hidratación de la arcilla.Fluidos base aceite con salinidad controlada.-El hinchamiento osmótico ha sido la principal causa de inestabilidad de la lutita cuando se perforan con lodo base aceite. El fluido de perforación base aceite adyacente al cuerpo de lutita puede permitir la entra-da de agua si no se presta atención a la salinidad del fluido.PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓNUn programa de fluidos debe especificar: Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usaron. Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la formación en cada sección del agujero

descubierto. Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente. Aditivos del fluido sugeridos para cada sección. Problemas esperados y los procedimientos de control.

El programa de perforación de un pozo típico comprende 6 etapas y la terminación. Debido a que se requiere terminar en tubería de explotación de 5", se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de 30", 20", 13 3/8", 9 5/8", 7" y 5. A continuación se hace una breve descripción de los objetivos y aspectos principales de cada etapa.

ETAPA CONDUCTORA DE36"Esta consiste en perforar con barrena de 36" hasta 50 m, posteriormente introducir y cementar el Tubo de 30" para obtener el medio de retorno del fluido de perforación hacia el equipo superficial de control de sólidos, presas y bombas.El requerimiento principal que debe cumplir el fluido de perforación en esta etapa es proporcionar el acarreo hacia la superficie de los recortes generados por la barrena. Se emplea un fluido bentonítico, el cual se prepara almacenando agua en las presas del equipo y sólo se le agrega bentonita para obtener una viscosidad aproximada de 60 segundos Marsh.

ETAPA SUPERFICIAL DE26"El objetivo es perforar con barrena de 26" hasta la profundidad de 700 m e introducir y cementar la tubería de revestimiento de 20" con el fin de aislar los acuíferos superficiales y alcanzar un gradiente de fractura de 1.75 gr/cc que permita incrementar la densidad al fluido de perforación en la siguiente etapa.En esta etapa se atraviesan intercalaciones de arena poco consolidadas y arcillas que se dispersan fácilmente en agua. Las presiones de poro están en el rango de 1.07 - 1.10 gr/cc y la temperatura máxima es de 60 °C. El fluido de perforación debe cumplir funciones específicas, tales como inhibir la dispersión de las arcillas, capacidad de sustentación de los recortes en estado de reposo, ayudar a obtener una buena limpieza del agujero, facilidad de remoción de los recortes en superficie, permitir la toma de registros geofísicos, producir bajas caídas de presión por fricción para optimizar la hidráulica, y evitar la contaminación de los acuíferos superficiales.ETAPA INTERMEDIA DE 17 1/2"El objetivo es perforar hasta la cima de la zona de presiones anormalmente altas a fin de alcanzar un gradiente de fractura de 2.1gr/cc y cementar la Tubería de Revestimiento de 13 3/8".Esta es una de las etapas más problemáticas en la perforación de este campo, ya que se tienen una serie de requerimientos, se tienen intercalaciones de arena con fluidos contaminantes (agua salada y C02). La temperatura máxima que se alcanza es de 85°C. La densidad con la que se termina esta etapa es de 1.70 gr/cc.ETAPA INTERMEDIA 8 3/8"En esta etapa se perforan las formaciones Eoceno y Paleoceno, hasta la cima de la formación Cretácico Superior Méndez,donde se cementa la tubería de revestimiento de 7". Estas formaciones se componen al igual que el oligoceno, de lutitas hidratables aunque con valores de gradiente de presión de poro en el rango de 1.50 - 1.60 gr/cc.

El principal problema de esta etapa es que se tienen intercalaciones de rocas calcáreas con gradientes de fractura de 1.90 gr/cc, por lo cual se requiere perforarlas con una menor densidad que la etapa anterior a fin de evitar pérdidas de circulación. Básicamente el mismo fluido de perforación de la etapa anterior pero con una densidad de 1.70 gr/cc.ETAPA DE EXPLOTACIÓN 5 7/8"En esta etapa se perfora la zona productora del Campo (formaciones carbonatadas del Cretácico Superior y Cretácico Medio). Los problemas más comunes para losfluidos de perforación en esta etapa son: altas temperaturas (155 °C), contaminación con C02 y/o H2S. Esta zona se caracteriza por presencia defracturas naturales, en las cuales el valor de gradiente de presión de poro (1.18 gr/cc). El fluido empleado es base agua Polimérico para alta temperatura con Carbonato de Calcio como agente puenteante y densificante.TERMINACIÓNUna vez cementada la Tubería de Explotación (5"), se procede a realizar la terminación del pozo. En esta etapa se requiere la utilización de Fluidos Limpios libres de sólidos a fin de evitar el daño a la formación durante las operaciones de disparo y pruebas de admisión. Además de que al no tener sólidos en suspensión facilitan la introducción del empacador, el aparejo de producción, herramientas calibradoras, de disparos, de registros de producción, etc. Dependiendo de la densidad, se puede emplear:

Agua Tratada (1.0 gr/cc). Salmuera sódica (1.01 - 1.19 gr/cc). Salmuera calcica (1.20 - 1.39 gr/cc).

La ventaja de este tipo de fluidos es que proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones deformación sin usar sustancias dañinas como la barita.Preguntas y respuestas1.- ¿De acuerdo a qué se debe seleccionar el fluidode perforación?2.- Mencione los mecanismos de inestabilidad de laarcilla.3.- Diga las 3 formas en que se pueden estabilizarlas lutitas.4.- ¿Qué debe especificar un programa de fluidosde perforación?

ESPECIFICACIONES DE UN PROGRAMNA DE FLUIDOSLaplanificacióndelahidráulicaespartedelprocesogeneraldeoptimizacióndelaperforación. Estoincluyeunbalancecalculadodelosdistintoscomponentesdesistemadecirculaciónpara hacermáximalaROPymantenerlimpioslabarrenayelagujero mientras se está dentro de las fuerzasdelpozo,lasuperficieyelequipodefondo.

CONSIDERACIONES PARA LA PLANIFICACION DEL PROGRAMAHIDRAULICO1.- Haciendo Máxima la ROP (Velocidad de Perforación)La remoción de los recortes del fondo del agujero está relacionada con la energía del fluido disipada en la barrena (potencia hidráulica consumida en la barrena). Se ha demostrado que la potencia hidráulica en la barrena está optimizada cuando la presión diferencial (caída de presión) a través de la barrena, es igual a dos tercios de la presión total en el sistema (presión de bombeo). El proceso de hacer máximo el sistema de potencia hidráulica, puede ser utilizado para incrementar la velocidad de perforación en formaciones medias y duras.2.- Limpieza del PozoEn formaciones blandas o en pozos desviados, la limpieza del fondo del pozo es muchas veces el factor predominante. Hay poco sentido en la maximización del ROP por medio de la selección de toberas que optimicen la potencia hidráulica o la fuerza de impacto, si la tasa de flujo (gasto) resultante es insuficiente para levantar los recortes fuera del agujero. En estas circunstancias es preferible determinar primero una tasa de flujo adecuada y después optimizar la hidráulica.3.- Pérdidas de Presión por Fricción en el Espacio AnularDentro de un agujero estrecho o pozos profundos la caída de presión por fricción en el espacio anular, necesita ser considerada. Si es demasiado alta, la caída de presión por fricción en el espacio anular incrementará la Densidad Equivalente de Circulación (ECD) y puede llevar a pérdida de circulación, atrapamiento diferencial o inestabilidad del agujero.4.- Erosión.- Las formaciones blandas y no-consolidadas son propensas a la erosión, si la velocidad en el espacio anular y por lo tanto la tasa de flujo (gasto) son demasiado altas o si el espacio anular es demasiado pequeño se tiene la posibilidad de flujo turbulento. En estas instancias, se requerirá una reducción en el gasto de flujo para minimizar la erosión.

5.- Pérdida de Circulación.- En caso de que se anticipe una gran pérdida de circulación y grandes cantidades de LMC podrían ser bombeadas, tal vez sea necesario instalar toberas más grandes en la barrena para así minimizar el riesgo de taponar la barrena.

FACTORES QUE INTERVIENEN O AFECTAN EN LA HIDRÁULICALos equipos instalados en la unidad de perforación, la sarta de perforación, y las herramientas de fondo, la geometría del pozo, el tipo de lodo y sus propiedades, son todos factores que pueden afectar la hidráulica.

1.- Equipos Instalados.- El mayor factor del equipo instalado es la limitación de la presión de bombeo y el rendimiento en volumen de las bombas de lodo en uso. Incrementando el tamaño de las camisas en la bomba, se incrementará el rendimiento en volumen, pero se disminuirá la máxima presión de bombeo permitida. La mayoría de las líneas de alta presión que van desde las bombas de lodo hasta el “Kelly”/”Top Drive” son diseñadas para presiones de trabajo más altas que las de la bomba.

2.- Sarta de Perforación y Herramientas de Fondo.- El efecto principal de la sarta de perforación es la caída de presión por fricción o pérdidas de presión parásita, que ocurre dentro de la tubería de perforación y la lastra barrena.La adición de herramientas de fondo puede tener un efecto en la caída de presión disponible o permisible a través de la barrena.

Las herramientas MWD de pulso negativo, requieren un aproximado de caída de presión de 800 psi por debajo de ellas para la transmisión adecuada de datos en tiempo real.

La mayoría de los estabilizadores ajustables requieren de 450 a 800 psi de caída de presión por debajo de la herramienta, estando la barrena arriba del fondo, para su operación o activación.

Los motores navegables con barrenas PDC tienen una caída total de presión de 1,200 a 1,500 psi. Esta caída de presión está compuesta por:

Presión diferencial de 200 psi con la barrena sin tocar el fondo Caída de presión de perforación de 600 a 800 psi para motores de alta torsión y baja velocidad. Caída de presión de perforación de1,000 a 2,000 psi, para motores de alta velocidad. Caída de presión para

evitar parada del motor, 400-500psi. Mientras más profundo sea el agujero, más alta será la pérdida de presión parásita dentro de la sarta de perforación y

menor será la presión disponible para ser consumida en la barrena y optimizar el tamaño de las toberas.

Mientras más grande sea el diámetro del agujero, más baja será la velocidad en el espacio anular para un gasto o tasa de flujo dado y más difícil será la remoción efectiva de recortes del agujero.

Al contrario, y mientras más pequeño sea el diámetro del agujero, más alta será la presión por fricción dentro del espacio anular y más grande será el efecto sobre la ECD.

3.- Tipo de Lodo y sus Propiedades.- La densidad y reología del lodo afectan directamente las pérdidas de presión junto con el sistema de circulación.

PROGRAMA DE CEMENTACIONESCementación primaria.- A la cementación de las tuberías de revestimiento se le conoce con el nombre de cementación primaria, y puede ser superficial, intermedia o de explotación. Son de las operaciones más importantes, en tanto que una cementación deficiente puede ser costosa en la vida productiva del pozo, ya que puede ocasionar una fisura en el anillo de cemento durante un tratamiento de estimulación, fracturamiento, o algunas otras operaciones donde se manejen altas presiones, y pueden dar como resultado un pozo no comercial o improductivo.Para evitar problemas posteriores, es importante planear la cementación primaria con mucha anticipación a la introducción de la tubería. La programación y diseño de las cementaciones nunca ha sido tan relevante desde el punto de vista de la seguridad, como en la actualidad, al insistir sobre las protecciones ecológicas y económicas mediante la aplicación de la mejor tecnología.La composición del cemento tiene que ser seleccionada a fin de que obtenga una adecuada y apropiada resistencia final para las operacionesLa figura describe una serie de factores que contribuyen al fracaso de una cementación primaria. Factores Tipo de fallaAgua de mezcla contaminada.Estimación incorrecta de la FraguadoTemperatura. instantáneoRetardador insuficiente.Zapata y copie obturados.

Velocidad de introducción Atrapamiento deTubería.

Pérdida decirculación.I n a d e c u a d a .

El tapón no salió de la cabeza El tapón no asientasobre el copie.

No se alcanzapresión final.

Cemento en elinterior de latubería o en lugarinadecuado en elespacio anular.

de cementación.Tapón de cemento deformado.Cálculo de volumen dedesplazamiento incorrecto.Tubería rota.

Fallas mecánicas en el equipo Mezcladoincompleto dede bombeo.Agua o presión de suministroinsuficiente.El cemento no cubrió los Canalización deobjetivos geológicos. gas por el espacioDeshidratación del cemento. anular.

Tubería recargada en la pared.Propiedades insuficientes dellodo. Canalización delImposibilidad de mover la cemento en eltubería. lodo.Ampliación del diámetro delagujero.Bajo gasto de desplazamiento.

Relación agua-cementoinapropiada.Aditivos no adecuados. FraguadoFrente limpiador inapropiado. prematuro.Fallas mecánicas del equipoque interviene en la operación.Interrupción en el bombeo.

RECOMENDACIONES PARA CEMENTACIONES PRIMARIASEn una operación de cementación, se requiere poner especial atención a los siguientes aspectos:

Cálculo de la densidad máxima permisible de la lechada de cemento para evitar fracturar las formaciones (la densidad del cemento debe ser mayor cuando menos 1 Ib/gal que la del lodo de perforación).

Determinar la temperatura del fondo del pozo a partir de los registros geofísicos o de alguna de las herramientas de fondo (tal como MWD, LWD, etc.), por correlación o bien usando los datos API relativos.

Diseñar la lechada de cemento, de acuerdo con el tipo de operación y condiciones del pozo. Cuando se va a cementar a través de formaciones salinas, usar 20-30% de NaCI. Buen mezclado de los materiales en la planta. Antes de pasar el cemento a una tolva, asegurarse que ésta se encuentre completamente limpia. Para una mejor descarga aplicar aire a presión durante diez o quince minutos por la parte inferior de cada tolva. Separar una muestra de cemento de 2 a 3 kg. de cada tolva o trompo, misma que es necesario identificar con

marcador indeleble y conservar para su posterior análisis en caso de falla. Diseñar el régimen de flujo de desplazamiento con un tiempo de contacto con la cima del yacimiento de por lo menos

diez minutos, siempre que sea posible. Inspeccionar los tapones limpiador y de desplazamiento antes de colocarlos, verificando el orden de ubicación en la

cabeza de cementación. Preparar la lechada de cemento durante la operación (densidad uniforme de acuerdo al programa). Soltar el tapón de desplazamiento sin abrir la cabezade cementación. Seguir el régimen de flujo programado en el desplazamiento de la lechada. Controlar la densidad de la lechada, con balanza presurizada. Registrar la densidad con dispositivo radiactivo y gráfica continua.

Graficar los parámetros de la operación: tiempo, densidad, gastos de desplazamiento, presión en la cabeza del pozo, volumen de fluidos bombeados, peso de la sarta, etc.

Si se agregan aditivos líquidos al agua de mezclado, conservar muestras para pruebas en caso de fallas. Al primer indicio de succión de aire indebida, suspender el mezclado de la lechada de cemento; no mezclar el cemento

residual. Liberar la presión superficial al finalizar la cementación, para evitar la contracción de la tubería al descargar la presión

después de fraguado el cemento y provocar la formación de microánulos. Esta práctica se evitará cuando no funcione el equipo de flotación, dejando el pozo represionado con la presión diferencial.

Anclar la tubería en sus cuñas inmediatamente después de terminar la cementación.

Factores para mejorar el desplazamiento.- Los requerimientos necesarios para desplazar el lodo durante la cementación primaria son:

Utilizar centradores. Acondicionar el lodo antes de la cementación. Mover la tubería durante el acondicionamiento del lodo y la cementación; evitándolo cuando el desplazamiento es en

flujo tapón. Controlar la velocidad de desplazamiento y reología de la lechada. Utilizar altas velocidades cuando pueda mantenerse el flujo turbulento en el intervalo de mayor diámetro del área anular, a través de la zona de interés. Con flujo turbulento mantener el tiempo de contacto necesario para un eficiente desplazamiento del lodo. Cuando no pueda desarrollarse o mantenerse la turbulencia, considerar velocidades inferiores para lograr el flujo tapón. Si no pueden lograrse estos flujos, ajustar las propiedades reológicas del cemento.

DISEÑO DE LAS SARTAS DE PERFORACIÓNLasartadeperforación.-Dicho simplemente la sarta de perforación está compuesta de tubería de perforación y botellas, collares, porta-mechas o drillcollars, con una cierta cantidad de componentes menores y conecta los sistemas de superficie con la broca de perforación.

Las funciones principales de la sarta de perforación son:

Proporcionar una vía desde la superficie hasta la broca para que el fluido de perforación se puede llevar bajo presión.

Transmitir la rotación, aplicada en superficie, a la broca. Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formación se rompa más fácilmente. Proporcionar los medios para bajar y subir la broca de perforación dentro del pozo. Todas

Objetivo.- El objetivo del diseño de sartas es dar a conocer los diferentes tipos de sartas de perforación programados durante las etapas de perforación y terminación de un pozo.En todo diseño de sartas se deben considerar las siguientes herramientas que son fundamentales para la perforación de un pozo: • Lastra barrenas (Drill Collar).• Estabilizadores.• Herramienta permisora (martillo).• Junta de seguridad• Tubería de Pesada ( H.W.).• Tubería de Perforación ( TP). •Combinaciones de enlace.• Doble caja liso •Doble caja estabilizador• Válvula de contrapresión.• Válvula de seguridad ( válvula de pie).

Se explicará brevemente cada una de estas herramientas y su función.Lastra barrenasSon tubos de espesor de pared gruesa que se utilizan para proporcionar peso a la barrena y rigidez a la sarta de perforación.Se fabrican con diámetros interiores y exteriores uniformes y con roscas de sello.De acuerdo a estudios la selección de los lastra barrenas se encuentran en función del diámetro del agujero y tipo de formación. Ya sea formación blanda o dura .( Figura 49 ). Uno de los factores que se deben de tomar en cuenta es, que a esta herramienta se le debe de proporcionar el apriete adecuado para evitar posibles problemas por un apriete excesivo.

Drillcollar cuadrado

Drillcollarespiraly liso

EstabilizadoresSu función principal es la de mantener la dirección programada del pozo y estabilización del mismo evitando el pandeo de la sarta de perforación, ya sea si se va a perforar un pozo vertical o direccional.Pueden ser herramientas fabricadas con tres aletas soldadas o integrales.

Tipos de estabilizadores:De aletas largas recomendadas para formaciones blandas, con revestimiento de carburo de tungsteno e insertos de carburo de tungsteno.De aletas cortas recomendadas para formaciones duras, con revestimiento de carburo de tungsteno e insertos de carburo de tungsteno.

Tubería Pesada ( H.W.]Esta tubería se fabrica con un mayor espesor de pared y uniones especiales extra largas con relación a la tubería de perforación normal., Su función principal es la de hacer la transición de esfuerzos entre la tubería de perforación y lastra barrenas.Tubería de Perforación ( T.R)Estos son tubos de acero o aluminio con características especiales usados para transmitir rotación y fluido a la barrena en las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos.Sus principales características son:• Juntas reforzadas• Facilidad y rapidez de enroscamiento• Alto grado de resistencia.• Se rigen por normas APILos fabricantes de tuberías deben cumplir con las siguientes características:• Grado• Medida (Diámetro)• Espesor de pared.• Peso.Las unidades para estas características son: Kg/m oLb/pie• RangoSe clasifican en tres rangos:Rango I 18 a 22 piesRango II 27 a 30 piesRango III 38 a 45 piesProcedimiento para un diseño de sarta de perforaciónEl ingeniero de diseño recabará la información previa como:-Profundidad.(Metros).- Densidad (gr/cc).- Profundidad y diámetro de la última TR.( pg.)- Diámetro de barrena.- Seleccionar la HW por utilizar y calcular su peso flotado.Seleccionar el margen para jalar MOP en ( Ton).

- Calcular la longitud de la herramienta y su peso flotado.- Anotar la resistencia a la tensión y su peso ajustado de la tubería a utilizar.- Calcular la longitud de la primera sección de la tubería de perforación.- Si la sección calculada no se ajusta a la profundidad programada, anotar en la fórmula de L2 la resistencia a la tensión Rt2 y su peso ajustado de la tubería de mayor resistencia a la anterior.- Si no se complementa la profundidad programada, se continúa como en el paso 10 utilizando tubería con mayor resistencia a la tensión.- Calcular el peso flotado de cada sección y llenar el formato de diseño.- Armar la sarta de perforación.

XII. PROGRAMAS DE BARRENASDurante la planeación de un pozo; se deben seleccionar los tipos de barrenas a usarse de acuerdo a las características de la formación y al diseño actual que se tenga. Hoy en día existen diversos tipos de barrenas para la perforación de un pozo.Uno de los objetivos en la selección de barrenas es la de reducir los costos de perforación.Los nuevos desarrollos en la tecnología de las barrenas así como las bases de datos de barrenas, facilitan la selección de una barrena adecuada a la formación logrando así un mayor nivel de operación.Para la planeación del programa de barrenas de un pozo a perforarse, se procede como sigue:1. El Ingeniero de diseño encargado de la planeación del pozo, deberá de llevar a cabo una selección inicial de las barrenas, basado en los objetivos, riesgos y geometría.2. Efectuar un estudio detallado de los registros de barrenas de los pozos vecinos, para que el programa sea un promedio del área.3. El programa de barrenas y los programasoperacionales deberán de afinarse para lograr que elpozo a perforar rebase la operación promedio delárea.Tipos de barrenasEn la actualidad existen diversos tipos de barrenas para la perforación de pozos que difieren entre sí, ya sea en su estructura de corte o por su sistema de rodamiento. Las barrenas se clasifican en:• Barrenas tricónicas •Barrenas de diamante.• Barrenas de diamante policristalino, (PDC).Factores para la selección de barrenas:• Dureza y abrasividad de la formación• Geometría del pozo.• Control direccional.• Sistema de rotación.• Tipo de fluido de perforación.Actualmente, aun cuando la variedad de barrenas es mayor y el proceso de selección parece ser más complicado; aplicando algunos lineamientos se logra incrementar los ritmos de penetración y obtener ahorros significativos en el costo de perforación.Clasificación deformación• Suave• Media suave• Media• Medio dura •DuraTamaño de barrenasLas barrenas de conos están disponibles en cualquier tipo de diseño, estructura de corte y sistema de toberas.Las barrenas PDC y de diamante tienen la opción de diseñarse bajo pedido especial.Parámetros de operación• Peso sobre barrena (PSB).• Velocidad de rotación (RPM).• Hidráulica de perforación.Esta selección de parámetros para la optimización de la perforación es una de las partes más importantes, y el procedimiento es:• Seleccionar los pozos de desarrollo para lacorrelación• Obtener los registros de barrenas de pozos vecinos.• Determinar el costo del equipo para el pozo planeado.• Calcular los costos de perforación para cada una de las barrenas utilizadas en los pozos de correlación.• Seleccionar las condiciones que dan como resultado el mínimo costo de por metro.

Procedimiento del programa de barrenasContando con todos los datos que se mencionaron en los puntos anteriores se procede a lo siguiente: Anotar los datos previos del diseño del pozo.Profundidades, metros.Densidad, gr/cc.Columna geológica a perforar.Metros.Horas.Promedio, minutos/metro.PSB.RPM.

Determinación del costo por metroÉste es uno de los parámetros que se considera más importante en las barrenas.Los factores que involucra el cálculo del costo por metro son:

Costo de la barrena.Costo de la operación del equipo de perforación.Horas totales de vida útil de la barrena.Tiempo empleado en las conexiones durante la corrida de la barrena.Longitud total perforada de la barrenaEl costo por metro se calcula mediante la siguiente ecuación:

B + R(T + Tv + Tc)M

Donde:C= Costo por metro, $/m o Dlls/mB = Costo de la barrena, $ o DllsR = Costo de operación del equipo por hora, $/hr oDlls/hrT = Horas de vida de la barrenaTv = Tiempo de viaje, horasTe = Tiempo de conexión, horasM = Longitud perforada, metros

Preguntas y respuestas:1.- ¿Qué factores están involucrados en el cálculo del costo por metro?2.- ¿Qué es lo que el ingeniero de perforación debe llevar a cabo para la selección inicial de las barrenas?3.- Calcular el costo por metro de la siguiente barrena.Datos:B = 20,000 DlsR = $2,526.25 por horaT = 40 horasTv = 8 HorasTc = 10minM = 180 metro

PROGRAMA HIDRÁULICOObjetivoEl objetivo principal en el diseño del programa hidráulico es:Incrementar la velocidad de penetración, derivada de la efectiva limpieza en el fondo del agujero.Evitar o disminuir la erosión excesiva de las paredes del agujero y no provocar derrumbes o deslaves.Control en las pérdidas de presión en el sistema de circulación para evitar variaciones de presión en el agujero por la densidad equivalente de circulación, limitar la presión disponible en la barrena y los HP hidráulicos para la circulación.Factores involucradosPeso específico del fluido de perforación (gr/cc). Gasto y presión máxima de bombeo.

C

Diámetro de barrenas.Velocidad de perforación.Profundidad del pozo.Características geométricas de la sarta de perforación.Parámetros hidráulicosCon el fin de lograr la mayor optimización hidráulica se tienen las siguientes alternativas:Impacto hidráulico.Caballos de fuerza hidráulica (HPH).HPH/pg2 en la barrenaVelocidad del fluido de perforación en las toberas.Velocidad anular óptima entre TP y agujeroUna consideración importante son las propiedades del fluido de perforación en un cálculo hidráulico. Si se tienen altas densidades o viscosidades, los efectos sobre las pérdidas de presión por fricción son altos.Impacto hidráulicoPs = 0.51 * Pm Pb = 0.49 * PmPm = Pérdida de presión por fricción total en el sistema de circulación (presión de bombeo).Ps = Pérdida de presión por fricción por el interior y fuera de la sarta de perforación.Pb = Pérdida de presión por fricción en la barrena.Establece que el 51 % de la presión limitada en la superficie debe ser para Ps y el restante 49% de la presión disponible se aplica a la barrena.Caballos de fuerza hidráulicosPs = 0.35 * Pm Pb = 0.65 * PmEn este caso, la presión Pm es 35 % para Ps y el 65% restante para la barrena.El presente parámetro es aplicable cuando la caída de presión por fricción por dentro y fuera de la sarta es baja, por ejemplo al inicio de la perforación.Velocidad del fluido de perforación en las toberasLa velocidad del fluido en las toberas recomendable es de 200 a 300 pies/seg.HP Hidráulico por pg2en la barrena (HPH/pg2)Velocidad anularElegir condiciones de flujo y presiones bajas en el espacio anular, de preferencia flujo laminar. Este causa menos lavado y erosión de la pared del pozo, menores pérdidas de fluido y mejor transporte de los recortes que el flujo turbulento.Guía para la optimación hidráulica• Que la caída de presión a través de la barrena sea de 50 a 65% de la presión de bombeo.• Se recomienda que el índice de limpieza sea entre 2.5 a 5 HP/pg2 de área del agujero.Como regla de dedo, se recomienda el caballaje utilizado a altas velocidades de penetración sea limitado por la raíz cuadrada de la velocidad de penetración en pies/hr (ejemplo: 4 HP para 16 pies/hrs 5 HP para 25 pies/hr). Con caballaje arriba de 5 HP/pg2 de área del fondo, puede causar falla o fractura rápida de la barrena.• Utilizar velocidad de flujo de 30 a 50 gpm/pg de diámetro de la barrena. El gasto debe ser suficiente para limpiar la barrena. También, una alta velocidad de flujo puede dañar la barrena y erosionar la pared del agujero. Los valores mencionados, son aproximados y empíricos, pero en la práctica dan buenos resultados. Altas velocidades pueden dañar la barrena, causar erosión y altas presiones en el espacio anularLa perforación más efectiva ocurre cuando la optimización se encuentra entre el máximo Hp y máximo impacto. El impacto es maximizado cuando alrededor del 50% de la presión de bomba es utilizada a través de las toberas de la barrena.• El uso de dos toberas puede dar una limpieza en el fondo del pozo y una velocidad de penetración más efectiva.Sin embargo, la alta velocidad de penetración por el uso de dos chorros con barrenas grandes, causa un desequilibrio del flujo y los recortes interfieren con la acción de corte de un cono. Esto acorta la vida de la barrena. Esta práctica sólo se recomienda en

barrenas con diámetros menores a 9 1/2" con velocidades de penetración menores a 15 m/hr, tomando en cuenta el tipo de formación, de barrena y no se requiera el uso de obturante.Recomendaciones para el diseño hidráulicoSeleccionar la presión de trabajo o de bombeo de acuerdo a sus limitaciones en la superficie o considerando el criterio hidráulico que se desea aplicar, por ejemplo:a) Si su pérdida de presión por fricción en la sarta de perforación y por fuera de ella es de 85 Kg/cm2, entonces se puede aplicar a la barrena una presión de 82 Kg/cm2, para estar dentro del impacto hidráulico y tener una presión de bombeo de 167 Kg/ cm2.b) Si la caída de presión es de 130 Kg/cm2 y por limitaciones en la superficie, se puede tener una presión de bombeo de 210 Kg/cm2 se proporcionará la diferencia a la barrena de 80 Kg/cm2 para buscar otros parámetros hidráulicos.En caso de que se pase de las máximas emb/min de la bomba para obtener un gasto alto, es necesario trabajar las bombas en paralelo.Al inicio de la perforación las caídas de presión por fricción son bajas. Si se desea, se puede trabajar con el HP hidráulico.El cálculo de la caída de presión por fricción es considerada hasta donde se requiere terminar de perforar con el programa hidráulico propuesto, puede ser cada 500 o 700 m.